经济型低Cr抗CO_2腐蚀合金石油管材钢开发现状

主要介绍低Cr钢的开发的背景、目标、现状,分析了低Cr合金开发的基本思路以及目前低Cr合金的特征,重点对低Cr合金的抗腐蚀机理以及合金元素、组织成分对材料腐蚀性能的影响,以及低Cr合金的机械性能和抗H2S应力腐蚀开裂的特征作了综述.

L360管线钢在普光气田集输系统的腐蚀

对L360管线钢在普光气田集输系统中使用了2a的L360管线钢的腐蚀行为进行了研究,并对L360钢的机械性能(屈服强度、断裂强度、冲击强度、延伸率、硬度)进行了研究。结果表明,服役2a后,钢管内壁出现了部分氢致裂纹和点蚀,但L360钢在使用前后的力学性能变化并不明显,所产生的氢致裂纹也对于钢管的安全服役性能影响很小。通过对于固溶氢浓度以及服役后抗硫化物应力腐蚀(SSC)性能的研究,认为L360钢具有很低的氢溶解度,长期服役后的L360钢依然有足够的抗SSC能力。L360钢能够适用于高酸性气田集输系统。

某高温高压气井完井管柱开裂失效原因分析

某高温高压气井中的油管发生了纵裂失效事故,为了确定其纵裂失效原因,对该井完井管柱不同井深位置的油管抽样进行了探伤检查和理化试验。探伤结果表明,多根油管的接箍和管体外表面产生了裂纹。理化试验结果表明,油管接箍和管体外表面上的裂纹为应力腐蚀和腐蚀疲劳裂纹,裂纹形成的原因与油管材料、环境介质和完井管柱受力条件有关。通过对完井管柱受力条件进行分析计算,确定油管裂纹位置和严重程度与管柱结构设计有关,油管裂纹方向与管柱所受交变内压载荷有关。建议进行油气井管柱设计时油管柱采用伸缩管,并使用与S13Cr110油管匹配的完井液,可预防高压气井完井管柱中油管接箍和管体产生裂纹。

中国铝箔产品创新评选活动揭晓

2016年中国有色金属加工工业协会和尚轻时代金属信息咨询(北京)有限公司在全国进行了公益性的"2016中国铝箔创新奖"评选活动,对申报的几十种有创意的新产品由专家进行了认真的评选,最后确定12家企业的16种产品获奖,奖项有:市场与设计奖,便利消费奖、资源效率奖、产品保护奖、技术创新奖、特别奖。尚轻时代金属信息咨询(北京)有限公司董事长董春明于2017年7月20日在"2017国际铝工业上海展会"期间向获奖者颁发了奖杯和获奖证书。

热处理工艺对Inconel718合金组织、力学性能及耐蚀性能的影响

对高含H2S/CO2酸性油气田封隔器材料-Inconel718镍基合金进行固溶处理和时效处理,研究不同热处理工艺条件下合金的组织、力学性能、耐蚀性能之间的关系。结果表明:随着固溶温度的升高,δ相不断溶入基体。材料经时效处理后析出第二相γ″相,硬度和强度明显高于固溶处理的样品,1000℃固溶+720℃×8h→50℃/h620℃×8h时效处理的样品硬度和强度达到最大值。高温高压H2S/CO2介质中挂片实验的结果表明,不同热处理的Inconel718合金均具有良好的耐腐蚀性能,经固溶处理的材料耐腐蚀性略优于经固溶+时效处理的材料。高温高压H2S/CO2应力腐蚀实验的结果表明,Inconel718没有发生应力腐蚀开裂迹象。综合考虑耐蚀性能和力学性能,确定Inconel718合金的最佳热处理工艺为:1000℃固溶1h+720℃×8h→50℃/h620℃×8h时效。

高温高压H2S／CO2G3镍基合金表面的XPS分析

采用XPS研究镍基合金UNS N06985(即G3)在高压H2S/CO2环境腐蚀前后钝化膜的结构与组成。研究两种环境条件对G3钝化膜的影响,第一种环境为H2S分压3 MPa、CO2分压2 MPa、实验温度为130℃;第二种环境为H2S分压3.5 MPa、CO2分压3.5 MPa、实验温度为205℃。测试结果表明:腐蚀前和第一种环境条件下获得的钝化膜具有双层结构,钝化膜表层主要为氢氧化物,内层主要是Cr2O3和组成合金的各种金属组成;在第二种环境条件下获得的钝化膜可分为3层,外层主要是硫化物,过渡层含有较多的氢氧化物和金属硫化物,内层主要是氧化物和金属单质。随着环境条件的苛刻,镍基合金钝化膜的保护作用降低,腐蚀破坏程度加重。

某井S13Cr特殊螺纹接头油管柱腐蚀原因

为了掌握S13Cr特殊螺纹接头油管的耐蚀性,对某井特殊螺纹接头S13Cr油管柱腐蚀状况进行了全面检查,并对不同井深位置油管柱取样进行解剖分析。从油管接头关键结构尺寸和表面精度、井深、腐蚀介质等方面对腐蚀的影响进行了分析,结果表明,不同井段油管腐蚀程度不同,油管特殊螺纹接头内倒角越小,表面精度越高,油管抗腐蚀性能越好。

KXS203井口设备偏磨原因分析

KXS203井在钻井过程中井架底座基础非均匀下沉,套管头和防磨套严重偏磨,随后套管柱试压发生了泄漏。为了搞清该井井口设备偏磨原因,防止此类事故再次发生,对该井井口设备和钻杆磨损情况进行了研究,对井架基础下沉造成的井口偏心程度进行了分析计算,并从钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等方面对井口设备偏磨影响因素进行了分析。认为井口设备与井架基础下沉、钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等对井口设备偏磨等有关,但该井井口设备偏磨主要原因与井口偏心和防磨套失效有关。提出了防止井口设备偏磨的建议。

热处理对Inconel718镍基合金组织及耐蚀性能的影响

研究了Inconel718合金在940~1 000℃固溶以及固溶＋时效处理（720℃保温8 h后经50℃/h冷却到620℃保温8 h）后的组织及性能之间关系。结果表明,固溶处理后合金的硬度随着温度的升高而减小。固溶＋时效处理后合金的硬度随着温度的升高先是增大再减小,到980℃时达到最大值,且硬度值比仅固溶处理的增加约1倍。在用H2SO4溶液调节pH值（pH=3）的体积分数为5%Na2SO4酸性溶液中测试极化曲线和交流阻抗,结果表明,固溶＋时效处理样品的耐蚀性比仅固溶处理的差。在模拟高温高压H2S/CO2应力腐蚀环境试验测试结果表明,固溶处理和固溶＋时效处理的样品耐H2S/CO2应力腐蚀性能均较好。

Cl^-浓度对含盐污水中10~#碳钢腐蚀行为的影响

针对兰州石化某常减压装置换热器管束(主要材质为10#碳钢)在使用过程中发生腐蚀的问题,通过浸泡试验和电化学测试,研究了壳程介质中的Cl-浓度对10#碳钢在含盐污水中腐蚀行为的影响。结果表明:弱碱性溶液中的OH-与Cl-竞争吸附,使得Cl-浓度的变化对碳钢的腐蚀速率基本没有影响,其腐蚀速率在0.145～0.185 mm/a之间。

塔里木油田特殊倒角接箍油管的应用分析

通过对塔里木油田油管使用情况进行调查研究,认为90°台肩接箍油管在起下作业过程中容易损坏封井器密封胶芯,在套管柱结构变化处、在水平井和大斜度井经常阻卡。笔者对现有18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管使用效果进行调查研究,认为采用这2种特殊倒角接箍油管均可以避免上述问题。对18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管在使用过程中的受力情况进行了分析计算,认为18°特殊倒角接箍台肩承载面比20°特殊倒角接箍承载面受力更合理。为了减少油管品种,并保证油管使用性能,应当采用18°特殊倒角接箍油管。对如何从现有的90°台肩接箍油管和20°特殊倒角接箍油管过渡到18°特殊倒角接箍油管提出了具体的建议。

油、套管脱扣、挤毁和破裂失效分析

通过调查研究和失效分析,列举了我国油田常见的油、套管脱扣、挤毁、破裂等失效形式,给出了每种失效形式的定义,对每种油、套管失效形式产生的原因及其影响因素进行了分析,并提出了具体预防措施。

塔里木油田非API油、套管失效分析及预防

对塔里木油田非API油、套管的失效情况进行了统计分析,总结了油、套管常见的失效形式及失效原因,并针对每种失效形式提出了一定的预防措施。结果表明:套管压力升高主要是因油管接头泄漏所致,而油管接头泄漏主要是因为其气密封性能不能满足油田实际工况条件,套管挤毁失效主要与套管磨损地层蠕变有关,套管断裂和开裂既与套管材质有关,也与套管磨损有关;通过制定严格的油、套管订货技术标准,可有效预防和减少塔里木油田非API油、套管失效事故的发生。

变形条件下镍基耐蚀合金微观组织演化

在未变形、冷变形、热变形3种不同加工条件下,对UNS N08028镍基合金的微观组织及第二相的析出规律进行研究。结果表明:028镍基合金为单相奥氏体组织,第二相为颗粒状、杆状金属间化合物相,且在晶界析出。变形后合金中储存的塑性能对第二相析出起到促进作用。冷变形后第二相的析出抑制合金发生再结晶;热变形过程中发生动态再结晶,消耗部分塑性能;未变形合金中第二相析出量最少,呈颗粒状沿晶界离散分布;冷变形合金中第二相析出量最多,几乎覆盖整个晶界。

低氧分压法在服役炉管内表面制备防结焦膜

利用低氧分压法在已服役炉管的内表面制备防结焦氧化膜。用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDAX)、X射线衍射仪(XRD)及划痕仪等实验手段,研究已服役炉管及氧化膜的形貌、组织结构、氧化膜与基体结合状况及氧化膜的抗结焦性能。结果表明,经过低氧分压处理后,已服役炉管试样表面的Fe,Ni元素含量降低,表面形成了以MnCr2O4和Cr2O3为主的氧化膜,氧化膜的临界载荷为9.25N,结焦抑制率达到69.92%,具有明显的防催化结焦效果。

高压气井不锈钢油管特殊螺纹接头工厂端泄漏和腐蚀原因分析

某高压气井完井之后套压异常升高。对该井起出的完井管柱油管接头工厂端卸扣后进行了检查和分析,发现少部分油管接头工厂端泄漏,少部分油管接头工厂端密封面粘结,部分油管外螺纹接头工厂端台肩位置内壁及内倒角消失位置腐蚀,在2 612.11～1 625.19m井段油管泄漏比例和粘结比例最高,腐蚀最严重。认为油管接头泄漏既与结构设计和上扣扭矩有关,也与油管在井下的受力状态有关;油管腐蚀说明在含有CO2和Cl-的高压气井中使用这种不锈钢材料不能防止腐蚀,油管接头位置腐蚀严重说明接头部位结构存在腐蚀集中。

某稠油井Φ88.9mm×6.45mm 110EU油管挤毁原因分析

对某井在稠油开采、反注稀油过程中发生的油管挤毁和断裂事故进行了调查研究。对挤毁油管和同批新油管取样进行材质分析、尺寸测量和挤毁试验,认为油管材质和尺寸均符合标准要求。对挤毁油管外表面形状检查结果表明,油管挤毁之前没有机械损伤,油管挤毁与机械损伤无关。通过推理分析,认为油管首先发生挤毁,然后才发生断裂。通过力学分析和计算,认为油管挤毁和断裂的原因是其所受的外力超过了油管的屈服强度。

某井A环空压力下降原因分析

对某井A环空压力下降的原因进行了调查研究。通过对A环空和B环空进行补压和放压试验,认为是由于生产套管柱泄漏导致A环空压力下降,B环空压力升高。通过对修井管柱遇卡位置及套管柱结构进行分析,认为套管接箍位置失效可能导致遇卡和泄漏,套管失效原因可能是脱扣所致。

某高压气井特殊螺纹接头油管泄漏原因分析

某高压气井特殊螺纹接头油管发生泄漏,结合油管泄漏检查结果,采用化学成分分析、力学性能试验等方法,对油管泄漏的原因进行了分析。结果表明:油管密封面泄漏主要集中在3 900~4 869.49m井段,其中4 200~4 500m井段油管密封面全部泄漏,油管泄漏既与弯曲载荷有关,也与油管刚度有关;天然气从接箍端面渗入的油管集中在1 800~4 869.49m井段,其原因可能与温度升高之后螺纹脂性能发生变化有关,也可能与油管柱承受的载荷分布有关;多根油管接头泄漏,说明该种油管接头气密封性能不满足该井使用要求。

某油井特殊螺纹接头油管粘扣原因分析

某井特殊螺纹接头油管粘扣现象频繁发生,通过对井下起出的油管螺纹接头粘扣形貌进行检验和统计分析,并对该型未使用油管取样进行了螺纹检验和上卸扣试验,分析了油管接头粘扣的原因。结果表明:油管的抗粘扣性能符合标准要求,油管粘扣的主要原因是卸扣操作不当,最后给出了预防油管粘扣的具体措施。